光热发电到底值不值得投资？

索比光伏网讯:对于光热发电项目到底值不值得投资这一问题，在可再生能源产业总是存在一些争议。来自Bracewell&Guiliani律师事务所的Simon Stevens和来自SolarReserve公司的Kevin Smith分别表达了他们各自对于光热发电投资价值的一些看法。

Simon Stevens：为什么政府和银行都把开发光热电站视为一项昂贵的投资？

Simon Stevens是Bracewell&Giuliani国际律师事务所在中东太阳能行业协会的资深律师和法律顾问。他10多年来一直为从事可再生能源、常规能源以及基础设施项目开发和投资的开发商和投资机构提供建议，服务范围也包 括大规模太阳能电站和分布式太阳能项目。基于Simon Stevens在太阳能项目融资方面的丰富经验，他向人们解释了为什么政府和银行仍然认为开发光热发电是一项昂贵的投资。

简单地说，目前光热发电成本相对来说是比较昂贵的，但这并不是绝对的原因。

上面这句话有两个关键词分别是“相对”和“目前”。简单地说，我们先假设政府作为媒介、银行作为投资方已经决定要投资太阳能项目了。这个时候，可供他们选择的是两种存在竞争关系的技术路线——聚光光热发电或者光伏发电。

第一个，也是最明显地认为开发光热电站是相对昂贵的选择的原因就是发电成本对比结果。根据IRENA（国际可再生能源机构）提供的数据显示，光伏目前发电成本约为0.08美元/KWh。而在最近Dubai Solar Park II光伏项目的招标过程中我们可以看到，光伏发电成本达到0.06美元/KWh是完全可能的。相比之下，光热发电的LCOE（平准化电力成本）明显更高。一般来说，光热发电成本在0.2美元-0.25美元/KWh，槽式光热电站发电成本在0.17-0.35 美元/KWh之间，而塔式光热电站发电成本在0.17-0.29美元/KWh之间。

那么对于政府来说，纯粹从电力价格方面考虑，光伏发电无疑是更好的选择。

而对于银行来说，考虑的因素略有不同，但结果往往是相同的。一般银行会通过衡量一个项目的经济性来决定是否为其提供有追索权或者无追索权的贷款。即便一个项目获得了电力购买协议，但问题是，如果这个项目是不经济的，那么项目受让方（通常是政府）可能会选择退出，也就相当于违约。虽然项目融资合作时签署的一些可强制执行的合同和担保会给投资者带来一些安慰，但这些措施执行的过程与效果根本无法保障，往往需要数年时间。与此同时，银行还要担心债务偿还的问题。

政府和银行认为开发光热电站相对昂贵的第二个原因是，光伏发电技术已经被证明是一个更加成熟的技术。相比之下，光热电站尤其是定日镜系统设计异常复杂的塔式光热电站，往往被人们视为是具有实验性质的项目。此外，在分析发电成本时，较高的融资成本也成为光热电站发电成本更高的原因。

更加实事求是地说，政府和银行很清楚不完全商业化的电站往往更容易出现超支和拖延的现象。即使对于投资商和承包商来说这些风险可能仅仅存在理论上的可能性，但是政府往往会担心项目出现延迟，甚至会出现被放弃的 现象。对于政府来说，它采购项目的原因就是因为国家需要电力。

银行也会担心一个项目可能在投入商业化运行之前出现延迟现象或者被放弃，那就意味着项目所承担的债务将无法偿还。几乎所有的电力购买协议都会有一条保障措施，即如果项目不能在约定的截止日期之前投入商业化运行的话，则受让方有权利选择退出。在那种情况下，无论项目需偿还的债务增加到多少都没有任何意义了。

另外，光伏发电近年来因为成本大幅下降而发展迅猛。光伏整体系统造价在2010年-2014短短4年间下降了大约50%。光伏系统的重要组成部分——电池板价格下降的幅度甚至更大。光伏发电系统成本下降很大的原因是其形成了规模化生产，所以我们也可以假设光热发电产业如果形成规模化，发电成本也很可能出现大幅度下跌，但现阶段投资者很显然还是更青睐光伏发电。

以上是政府和银行认为开发光热电站是一项相对昂贵投资的原因，但他们忽略了光热发电的一项重要特性——光热电站配置储能系统难度较小。从长远发展的角度来看，稳定可调的太阳能利用方式绝对不应该被低估。现阶段光伏发电技术确实被认为是相对简单和更加成熟的发电技术，但一旦考虑到将其配置储能系统，它与光热发电技术孰优孰劣的问题就充满了争议。这就是为什么我相信政府和银行将继续在短期和中期会同时支持光热发电和光伏发电的原因，没有人希望这场较量过早结束。

SolarReserve公司CEO Kevin Smith：为什么光热发电是一项经济可行的投资？

美国大型太阳能发电项目开发商SolarReserve的首席执行官Kevin Smith率领他的公司团队在美国及世界其它地区开发和建设了多个大型太阳能工程项目。这些项目的投资额达18亿美元，有的正在建设，有的已经投入运营。这些大型项目包括世界上最大的熔盐塔式电站“新月沙丘”，目前正在调试。Kevin投身能源产业30多年，经验丰富。就光热发电的经济可行性问题，Kevin与我们分享了他的个人观点。

全球可再生能源和储能需求不断增加

继2014年全球可再生能源产业投资额达到2700亿美元后，预计到2020年，全球可再生能源发电需求将增加45％，投资额将超过1.1万亿美元。随着可再生能源供能比例的提高，满足用电高峰期的持续供电需求以及维系输电系统的可靠性的重要性也随之提升，对大规模可再生能源的储能要求也不断提高。

具有前瞻思维的政策制定者肩负重任，因为他们要保证用电户有可靠、清洁、经济的电力供应，因此他们出台相应政策以推进降低成本的电网级规模储能系统的建设。加州公共事业委员规划加州到2024年实现新增储能装机1.3GW，同时所有的储电设备必须经济低成本。

在南半球，南非的“可再生能源独立电力生产商采购计划”也在大力推进成本控制和革新，影响力度辐射全球。在这项政策的激励下，南非能源部（DOE）发出几轮带储能系统的光热电站的招标，以满足用电高峰期的电量供应，持续到晚上10点。

集成熔盐储热光热发电技术是解决大规模储能问题最主要的方案

相对于其它光热发电模式，集成熔盐储能技术的塔式光热电站在效率、可靠性和成本上优势明显。相关独立研究表明，光热发电集成熔盐储能技术的储热性能与化石燃料发电一样持续可靠，能满足用电高峰期的供电需要。虽然风力发电和光伏发电等间歇性可再生能源发电的应用范围遍及全球，但是它们不能满足用电高峰期的供电需求，而光热发电正好解决这一问题。光热发电储能，即使在电力需求量变化的情况下也能提供长时间的持续供电。

虽然蓄电池技术在不断进步和突破，但是其不适合大规模安装，因为它成本高昂，对环境的潜在影响严重而复杂，电池的运行、降解、更换以及环境影响寿命的终结都十分漫长。通常，对蓄电池储能系统的分析都目光短浅，不会提及它的定期更换成本，更换周期一般是6-10年，这意味着在25年的商业化运行周期内，需要多次更换蓄电池系统。而熔盐储热系统无需更换即可25年持续运行。

SolarReserve的旗舰项目为“Crescent Dunes太阳能电站”，位于美国内华达州，装机容量110MW，拥有连续10小时满功率储热系统电力输出的能力，是全球首个配置先进熔盐储热系统的公共事业级的大型能源设施。其拥有1.1GWh的电力存储能力，是迄今为止最大的蓄电池储能设施的储能能力的40倍。

Crescent Dunes工程已经完工，目前处于试运营阶段，预计2015年年中投入全面运营，是全球唯一的大规模熔盐塔光热电站。该工程的预计年电产量超过500000兆瓦时，是相同规模的光伏电站（不含储能）年产电量的2倍。SolarReserve已开发的专利储热技术是经济低成本公共事业级规模储能技术的一个分支，性能高效永久。而且该电站的熔融盐储能系统可持续使用30年无需更换。

为了提供可靠、成本低廉的全天候基荷发电系统，我们正在开发综合了光伏发电系统的光热发电项目。这些综合型的“CSP＋PV”集成项目零污染零排放，水量需求低，远远优于传统的发电方式。在同一个发电区域内平衡光热和光伏之间的电力生产和输送，就可消除光伏的间歇性问题，这两大技术的结合从总体上可有效降低整体系统的发电成本。这些基荷型太阳能电站拥有较高的容量因子，具有最大化利用输电网络输送电力的能力。

SolarReserve是智利首家开发光热&光伏全集成项目的开发商，向需要全天候电能供给的矿业供电。该集成电站能够最大化输出太阳能电力，以无需补贴的具有高竞争力的可以和煤电和燃气发电相竞争的价格每年平均输送1700GWh电量，并也可全天候供电。该工程之所以满足市场的需求，得归功于其3.6GWh的储能能力。

光热发电还是一项新生的技术，有很强的性能改善，性能优化和成本经济优化潜力。

我们已经意识到该技术的大规模成本优化潜力，包括对南非SolarReserve工程在成本和效率上的改善。2014年12月，南非能源部招标的100MW的Redstone光热发电项目由SolarReserve和ACWA联合体中标，配备SolarReserve的14小时储热系统，是南非至今为止太阳能热发电项目中标电价最低的光热电站。

光伏电站在安装和成本降低方面发展飞速，但是它不能储能的劣势没有得到有效解决，这对电力输配电系统是极大的挑战。随着更多的光热发电站的建设投运，我预计光热发电仍有效率和成本上的提升空间，而且光热发电目前已经拥有了低成本的储能方案。

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